El recibo de la luz se abarata un 10,6% en enero, según el INE

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Europa Press / Servimedia.- El recibo de la luz experimentó una bajada del 10,6% en enero con respecto al mes anterior, según datos del Instituto Nacional de Estadística (INE) correspondientes a la última revisión del Índice de Precios de Consumo (IPC). Según los datos ofrecidos por el INE, la electricidad registró además un descenso del 13% si se compara el mes de enero con el mismo mes del ejercicio anterior.

Si se toman los datos del simulador de la CNMC, a partir del perfil medio de consumidor utilizado por el Ministerio de Industria con una potencia contratada de 4,4 kilovatios (kW) y una demanda anual de 3.900 kilovatios hora (kWh), el recibo medio de electricidad experimentó una bajada de más del 11% en enero con respecto al mes anterior. Esta caída es aún mayor, hasta el 14,5%, si se compara con respecto a enero del año pasado. De esta manera, el recibo de la luz rompe la tendencia alcista de los últimos meses de 2015 debido al descenso en el precio de la electricidad en el mercado mayorista debido, en una parte importante, a la mayor presencia de la eólica.

Esta bajada mensual de factura de la luz llega después de que su precio se incrementara un 0,8% en 2015, aumento que contrasta con la bajada del año 2013 (-3,7%), tras las continuas subidas de los ejercicios previos, como 2012 (+12,4%), 2011 (+9,6%), 2010 (+7,9%), 2009 (+6,3%), 2008 (+10,2%), 2007 (+2,7%), 2006, (+5,2%), 2005 (+1,7%), 2004 (+1,4%) y 2003 (+1,5%).

El precio del gas natural cerró el pasado mes con una bajada del 1,6% respecto a diciembre y registra además un descenso del 15% respecto a enero de 2015. En este sentido, el precio del gas cerró el 2015 con una disminución del 15,2%, una bajada que no se producía desde el año 2009, cuando descendió un 19,7%, ya que en 2014 su precio no varió y en 2013 (+3,1%), 2012 (+8,8%), 2011 (+16,4%) y 2010 (+13,8%) cerró con subidas.

Por otro lado, el precio de los carburantes y lubricantes se redujo un 4,4% en enero, lo que supone un descenso del 7,1% con respecto a idéntico mes de 2015. Estos productos concluyeron 2015 con un descenso del 9%, con lo que encadenan dos años consecutivos en los que baja su precio tras la caída del 13,9% registrada en 2014.

El sistema eléctrico acumulará un superávit de 767 millones hasta 2021 y aumentará un 26% su potencia renovable, según Industria

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Europa Press / EFE.- El sistema eléctrico arrojará en su parte regulada un superávit de tarifa (los ingresos superarán a los costes) de 24,2 millones de euros este año y de 767 millones en el periodo acumulado entre 2016 y 2021, a razón de 154,3 millones en 2017, 162,2 millones en 2018, 159,9 millones en 2019, 121,8 millones en 2020 y 145,8 millones en 2021. Asimismo, elevará en un 26% la capacidad renovable instalada. incremento que se concentrará en las tecnologías eólica y fotovoltaica.

Estos datos forman parte de una propuesta de orden ministerial del Ministerio de Industria sobre la previsión de los ingresos y costes eléctricos entre 2016 y 2021, sobre la que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) acaba de emitir un informe. El escenario de Industria recoge un volumen de ingresos procedentes de los peajes que pagan los consumidores de 15.399 millones en 2021, un 4,4% superior a los actuales, gracias a una senda sostenida de recuperación de la demanda, que aumentará un 1% en 2016 y un 1,9% anual hasta 2021. Una previsión que podría quedarse corta ya que la CNMC estima que el consumo registrará un incremento aún mayor, del 2,1% anual para el período.

De acuerdo a la propuesta, los ingresos del sistema eléctrico bajarán un 2,7% este año y posteriormente repuntarán un 0,7% en 2017 y 2018, un 1,1% en 2019 y 2020 y un 0,8% en 2021. Los impuestos recogidos en la Ley 15/2012 permitirán ingresar además 2.704 millones este año y una cifra similar en los siguientes ejercicios, hasta 2.866 millones en 2021. Las subastas de derechos de emisiones de CO2 aportarán 450 millones al año. El sistema eléctrico registró superávit en 2014 por primera vez en más de una década, con lo que cerró un periodo de déficit persistente que acumuló una deuda cercana a los 30.000 millones de euros.

En el lado de los costes regulados, el periodo se cerrará con una cifra de 18.569 millones de euros, un 5,6% más que los 17.875 millones pronosticados para 2016. El coste del transporte eléctrico aumentará un 8%, hasta 1.904 millones, mientras que el de la distribución lo hará un 5,3%, hasta 5.351 millones. Las anualidades para responder al pago de la deuda eléctrica registrarán un leve descenso y pasarán de 2.872 millones en 2016 a 2.792 millones en 2021, al tiempo que el coste de los pagos por capacidad para incentivar la disponibilidad de centrales térmicas se reducirá de 512 millones a 377 millones, debido entre otras cosas al previsible cierre de centrales de carbón.

La propuesta recoge la instalación de 8.537 megavatios (MW) nuevos de energías renovables hasta 2021 con el propósito de cumplir los objetivos comunitarios de España hasta 2020, que pasan por lograr que el 20% del consumo final de energía proceda de fuentes renovables. Tras la primera subasta de potencia eólica y de biomasa, el coste de los incentivos a las renovables aumentará en 50 millones en 2017, y luego lo hará en 150 millones en los dos años siguientes, en 170 millones en 2020 y en 50 millones en 2021.

En total, el coste de los incentivos a las renovables y a la cogeneración habrá aumentado un 8% y ascenderá, al cierre del periodo, a 7.296 millones. Para 2016, las anteriormente conocidas como primas supondrán un coste de 6.726 millones. Este incremento del 8% permitirá elevar en un 26% la capacidad renovable instalada. Industria asegura que el incremento de megavatios se concentrará en las tecnologías eólica y fotovoltaica. Esta relación entre costes y potencia es fruto de «la madurez de las tecnologías involucradas en mayor medida en dicho crecimiento y al aprovechamiento de los menores costes de inversión aplicables mediante el actual marco retributivo de estas instalaciones y la asignación de nueva potencia mediante subastas».

Bogas (Endesa) critica que la regulación eléctrica está «inacabada» y solicita con Villaseca (Gas Natural Fenosa) una reforma del mercado

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Redacción / Agencias.- El consejero delegado de Endesa, José Bogas, considera que la regulación eléctrica está «inacabada», es «muy mala» e impide avanzar al sector, unas deficiencias que achacó a la falta de tiempo del Gobierno para completar una reforma que, según reconoció, acabó con el déficit. Bogas subrayó la necesidad de reformar el mercado eléctrico, que sufre un «acumulación de anomalías» económicas como resultado de las «modas y manías» de las diferentes políticas energéticas y la «falta de perspectiva a largo plazo».

Según señaló, en esta reforma será prioritaria la modificación del sistema de pagos por capacidad, la modernización de la red de distribución, para adaptarse a la generación distribuida, y el mantenimiento durante su vida útil de nucleares y centrales de ciclo combinado. También ha explicado que el nuevo modelo tendrá que adaptarse al papel de las renovables, el carbón o las nucleares. Además, tenderá a desarrollar centrales más pequeñas y no vinculadas a las materias primas, es decir, a renovables.

Asimismo, consideró que el sector eléctrico tiene un papel «muy importante» dentro del camino hacia la descarbonización de la economía y que el «gran problema» es cómo se hace esa transición hacia el 100% renovable. «Una vez suscrita la COP21, a las empresas nos llevará a hacer sólo renovables», auguró. Eso sí, Bogas también se mostró partidario de aprovechar «al máximo» los sistemas de generación actuales, ya que subrayó que está «fuera de lógica el cerrar las centrales nucleares con 40 años«. Finalmente, criticó el sistema de tarifas eléctricas, donde la mitad aproximadamente «no tiene nada que ver con la tarifa y con los costes».

«El mercado ya no funciona»

También el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca, ha coincidido con Bogas en que es preciso reformar el mercado. «La regulación se ha cargado el mercado y ese es un problema muy complicado que no tiene ni pies ni cabeza», añadió Villaseca. A su juicio, «el enorme problema» es que el mercado no marca precios correctos», ya que «casi la mitad de la oferta (renovables y cogeneración) entra subvencionada y en condiciones no impuestas por el mercado». Además, expresó sus «serias dudas» de que con las actuales condiciones de mercado los precios permitan el desarrollo de las energías renovables sin primas y puntualizó que seguirán necesitando «subvenciones» durante los próximos años para cumplir los objetivos comprometidos con Europa.

En cuanto al autoconsumo, Villaseca ha defendido la necesidad de que los usuarios paguen los costes de respaldo del sistema eléctrico porque la posibilidad de que el autoconsumidor cuente con un enchufe cuando la energía autoproducida no sea suficiente «no es caro, es carísimo«, y que implica redes y centrales que tienen que estar preparadas para suministrarle. De hecho, advirtió sobre la posibilidad de que se pueda generar «un agujero en el sistema como el déficit eléctrico que llegó a representar el 3% del PIB; antes de lanzar una medida hay que mirar las consecuencias».

El exsecretario de Estado de Energía, Nemesio Fernández-Cuesta, marcó como necesario poner en marcha un nuevo marco de política energética que se adapte a la necesidad de descarbonización y los avances tecnológicos, especialmente en cuestiones como las baterías, las renovables o la generación distribuida. Este cambio deberá conducir además a una modificación en el sistema de recuperación de la inversión, donde se dará mayor peso a los pagos por capacidad y de ajuste frente a las señales de mercado actuales, es decir, a un modelo donde los costes fijos tengan mayor peso que los variables.

Los actuales precios del petróleo son «insostenibles» para el sector y la economía según coinciden varios expertos

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Europa Press.- El profesor de recursos energéticos y geología del petróleo de la Universidad de Barcelona, Mariano Marzo, aseguró que los precios del petróleo actuales «son insostenibles», ya que a pesar de que hasta ahora ha habido damnificados y beneficiados, los países productores y los consumidores, comienza a verse ya cómo esta situación repercute en la economía global «creando un estrés económico, social y político».

Marzo subrayó que estos precios bajos comprometen las inversiones futuras en exploración y producción, por lo que son «pan para hoy y hambre para mañana«, convirtiendo en no viables económicamente una parte significativa de la producción del petróleo convencional en muchos países, así como buena parte de la no convencional. «Por debajo de los 30 dólares sólo podrá cubrirse el 12% de la nueva producción prevista para 2020. Las inversiones necesarias requieren un precio del barril entre 60-70 dólares», añadió.

Por su parte, el vicepresidente y consejero delegado de Cepsa, Pedro Miró, coincidió en considerar como «insostenible» este escenario actual de precios bajos del petróleo, aunque no se atrevió a vaticinar cómo se comportarán en el futuro, ya que «con un 99% de probabilidad es posible equivocarse». Así, Miró señaló que el sector se enfrenta a «un problema» con este escenario de precios bajos del petróleo, que ha llevado a la destrucción de unos 300.000 puestos de trabajo. «Queremos mantener los dividendos, que nos mantengan el rating, y qué nos queda, tocar los recursos, que una parte son humanos», indicó.

Hay que consumir la producción

Además, el consejero delegado de Cepsa vaticinó que va a seguir habiendo una sobreoferta y advirtió de que los stocks, tanto de crudo como de productos, pueden generar «un problema importante a corto y medio plazo» en los balances. «El petróleo es como un cerdo, hay que consumirlo todo», añadió al respecto. De cara al futuro, Miró consideró necesario «mirar más hacia atrás que hacia adelante» y ver qué es lo qué se hacía hace 15 años cuando salían adelante proyectos con el crudo a 15-20 dólares. «Hemos engordado innecesariamente, algo hemos de repensar», indicó.

En lo que respecta al panorama para el sector a futuro, Marzo afirmó que se dará una situación de exceso de producción hasta 2017, «con visos de continuar durante un tiempo», según las previsiones de los principales organismos internacionales, con una media de precios del crudo de 40 dólares para 2016 y de 50 dólares para 2017, según datos del departamento de Energía de Estados Unidos. Finalmente, el vicepresidente del consejo de Técnicas Reunidas Internacional, Juan Sancho Rof, coincidió en lo «insostenible» de este escenario de precios bajos del petróleo.

Merino (Repsol) calcula que la caída del petróleo añadió entre un 0,5% y un 0,8% al PIB español

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Europa Press.- La caída del crudo tiene consecuencias: mientras diversos expertos advierten del riesgo que puede presentar el actual contexto de precios bajos del crudo para los proyectos de empresas españoles en los países productores de petróleo, especialmente en infraestructuras, el director de Estudios de Repsol, Antonio Merino, señala que la caída del precio del petróleo sumó entre un 0,5% y un 0,8% al Producto Interior Bruto (PIB) de la economía española en 2015.

En su participación en la mesa redonda La caída del precio del petróleo: implicaciones para España (y más allá), organizada por el Real Instituto Elcano, Merino destacó que en el caso de la economía española el efecto de la caída del petróleo «es claramente positivo». A este respecto, el directivo de Repsol señaló que el precio del crudo cayó un 37% en 2015 respecto al año anterior, lo que ha supuesto una «transferencia de renta a los consumidores», con una caída media del 15% en los precios de los carburantes, que no ha sido mayor debido a los impuestos, así como con un ahorro en la factura energética de más de 11.000 millones de dólares.

Merino indicó que el origen de esta caída internacional de los precios del crudo está en un desajuste entre la oferta y la demanda debido, principalmente, a que desde 2014 la OPEP no ha reducido la producción y la oferta supera la demanda. «La demanda ha crecido prácticamente más de lo esperado porque ha funcionado la economía, pero en el otro lado la oferta ha crecido mucho más, pero fundamentalmente por la oferta OPEP. Han producido mucho más de lo que habían dicho que iban a producir», añadió al respecto.

Por su parte, el director del Programa de Energía del Real Instituto Elcano, Gonzalo Escribano, aseguró que el escenario actual es fruto de «una pugna» entre los países poseedores de los vectores tecnológicos, fundamentalmente Estados Unidos, y los tradicionales productores de petróleo, los países de la OPEP. A este respecto, advirtió de que la actual situación de un precio bajo del petróleo hace que los países que «más dificultades» están pasando son básicamente los que «padecen conflictos y tienen una situación económica complicada», señalando fundamentalmente a Irak, Libia, Nigeria, Azerbaiyán, Venezuela, Ecuador, Argelia o Angola.

También indicó que entre los países que mejor están sorteando este momento bajista en el precio se encuentran los del Golfo Pérsico, que concentran el 80% de las reservas viables, con costes de producción por debajo de los 40 dólares. Mientras, Miguel Otero, investigador también del Real Instituto Elcano, apuntó que China no está reduciendo su consumo energético y que, a pesar de que reduce su crecimiento, «sigue aportando la misma magnitud al PIB global».

Riesgo para las empresas españolas

Asimismo, Escribano indicó que la bajada del precio del petróleo en estos países productores puede repercutir en ajustes en sus presupuestos y trasladarse a sus proyectos de inversión. Efectivamente, Escribano destacó que habría proyectos que podrían verse afectados, ya que «el grueso del ajuste en estos países será por las inversiones y no por los gastos corrientes». España está desarrollando actualmente proyectos de infraestructuras en países productores de petróleo, como el tren AVE entre Medina y la Meca (Arabia Saudí).

Gas Natural Fenosa gana 1.502 millones en 2015, un 2,7% más, y logra el objetivo previsto en el plan estratégico

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Redacción / Agencias.- Gas Natural Fenosa registró un beneficio neto de 1.502 millones de euros en 2015, lo que supone un incremento del 2,7% respecto al año precedente, con lo que cumple los objetivos que reflejó en el Plan Estratégico 2013-2015. La compañía elevó el resultado bruto de explotación (Ebitda) consolidado hasta los 5.376 millones de euros, por encima de los 5.000 millones fijados en dicho plan, según comunicó a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

El Ebitda creció un 10,8% en términos interanuales, si bien dicho porcentaje queda en el 8,6% (5.264 millones de euros) porque la compañía ha reexpresado los estados financieros de 2014 y 2015 para reflejar el acuerdo firmado en diciembre para dividir la gasista chilena Gasco en dos sociedades, una de gas licuado del petróleo (GLP), no gestionada por Gas Natural Fenosa y otra que sí gestionará, dedicada a los negocios de gas natural. Tras dicha reexpresión, el Ebitda consolidado de la compañía se redujo en 112 millones en 2015 y en 8 millones en 2014.

Redacción / Agencias.- La compañía explicó que su crecimiento se sustenta en la solidez de los negocios regulados y en la expansión de las operaciones en Latinoamérica. La chilena Compañía General de Electricidad (CGE), que se incorporó a Gas Natural Fenosa en 2014, añadió 499 millones de euros al Ebitda consolidado de 2015. Esta aportación permitió compensar el impacto de 59 millones de la reforma gasista en España y de la desinversión del negocio de telecomunicaciones, que sumó 32 millones al Ebitda de 2014. La aportación de CGE elevó el peso de las actividades internacionales en el Ebitda de la firma hasta el 48%, frente al 44,7% de 2014. El resultado procedente de las operaciones en España (52%) reduce en consecuencia su peso.

El Ebitda de la actividad de distribución de gas en España alcanzó los 872 millones de euros, similar al ejercicio anterior aunque las ventas de la actividad regulada de gas en España aumentaron el 3,2% respecto de 2014, hasta los 177.391 GWh. La demanda doméstico-comercial y la industrial no presentaron desviaciones relevantes (-1,6% y -0,1%, respectivamente), mientras que la destinada a generación de electricidad creció el 106% debido a un mayor funcionamiento de los ciclos combinados. A 31 de diciembre, la compañía tenía 5.266.651 puntos de suministro (+0,8%) y la red de distribución alcanzaba los 51.016 kilómetros, un 4,3% más. El número de municipios españoles con acceso al gas natural ascendió a 1.188, tras incorporar 41 nuevos municipios en 2015.

Por su parte, el ebitda del negocio de infraestructuras de gas se elevó en 2015 hasta los 293 millones de euros, el 1,7% más, en tanto que el beneficio bruto de explotación del aprovisionamiento y comercialización de gas disminuyó un 12,6%, al situarse en 788 millones de euros, en línea con el «ajuste de precios energéticos soportado durante el año». Gas Natural Fenosa precisa, en este sentido, que la flexibilidad en la gestión de la cartera global de contratos «debiera permitir una progresiva estabilización del estrechamiento de márgenes del negocio».

Por su parte, el Ebitda de la actividad de distribución eléctrica en España aumentó el 3,8%, hasta los 607 millones de euros, con respecto a 2014, mientras que el importe neto de la cifra de negocio creció el 1,7% hasta los 838 millones de euros. La energía suministrada alcanzó los 31.992 GWh en 2015, el 1,1% más que en 2014. A cierre del ejercicio, la compañía contaba con 3.683.000 puntos de suministro, con un incremento neto anual de 9.857 puntos.

Por otro lado, el Ebitda de la actividad de electricidad en España (generación, comercialización mayorista y minorista y suministro de electricidad a PVPC) fue de 741 millones de euros, un 5,2% menos, debido fundamentalmente al diferente comportamiento de los precios del pool entre los periodos que se comparan.  La producción de energía eléctrica en España fue de 31.568 GWh, un 3,4% más que en 2014. De esa cifra, 29.468 GWh corresponden a generación tradicional (+3,5%), mientras que las renovables y cogeneración sumó 2.100 GWh (+1,1%).

La multinacional invirtió un total de 2.082 millones de euros en 2015. El principal foco inversor se situó en la actividad de distribución de gas, que aumentó el 3,8%, hasta 735 millones de euros, y representó el 41,6% del total consolidado. En España, las inversiones en distribución de gas crecieron un 29,9%. La actividad de distribución de electricidad aumentó sus inversiones un 12,9%, hasta representar el 22,8% del total, fundamentalmente por el crecimiento en España. Las inversiones en España disminuyeron un 2,7%, aunque aumentarían un 18,4% si se excluye la inversión realizada en un metanero en 2014. Por su parte, CGE representó el 12% de las inversiones, lo que conllevó un incremento del 5,5% en las inversiones en el exterior.

La compañía situó su ratio de endeudamiento en el 45,8% en diciembre frente al 48,5% del 2014, con una deuda financiera neta de 15.648 millones de euros, situada en tres veces el Ebitda, ratio también alineada con los objetivos del plan. El 96,3% de la deuda tiene vencimiento a largo plazo y su vida media es de unos 5 años. Gas Natural Fenosa contaba, a finales de 2015, con una disponibilidad de liquidez de 10.601 millones de euros, equivalentes a las obligaciones financieras de la compañía por unos 24 meses.

La compañía sigue comprometida con su «sólida» política de retribución al accionista en efectivo y destinará 933 millones a dividendos con cargo a los resultados del 2015 (0,9328 euros por acción), un 2,7% más que el ejercicio anterior. El pago del dividendo complementario, de 0,525 euros por título, se realizará en efectivo el 1 de julio. El pay-out (proporción del beneficio neto que se destina a dividendos) se situará en el 62,1%, cumpliendo el objetivo marcado en el Plan Estratégico.

Durante el período del plan estratégico, la rentabilidad total para el accionista fue del 58,4%, según Gas Natural Fenosa, que señala que aproximadamente el 38,5% de este porcentaje corresponde a la revalorización experimentada por la acción entre el 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2015, y un 19,9% adicional por la rentabilidad del dividendo. Esta rentabilidad del 58,4% para el período se correspondería con una rentabilidad anual acumulativa del 16,6%.

La venta de vehículos eléctricos creció un 195% en enero en España

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Servimedia.- El mercado de vehículos eléctricos en España inició 2016 con unas ventas de 242 unidades durante el mes de enero, lo que muestra un crecimiento del 195,1% en relación con el mismo periodo del año anterior. Según comunicó la patronal del sector Anfac, en un solo mes se han vendido ya el 10% de todos los vehículos eléctricos que se vendieron en 2015.

Por su parte, las ventas de vehículos híbridos fueron de 2.127, lo que representa un crecimiento del 44,6%. Anfac destaca que por primera vez en la historia los vehículos de combustión alternativa alcanzaron el 3% del mercado total.  «La evolución de estos vehículos debe seguir en aumento. También es importante seguir reforzando las infraestructuras de recarga en las ciudades, para que la incorporación al mercado de estos vehículos sea cada vez más rápida», apunta Anfac.

Facua dice que la bajada de la luz del 11% en enero no compensa las subidas durante la pasada legislatura

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Europa Press.- Facua-Consumidores en Acción considera que la bajada del recibo de la luz del 11,7% en enero sitúa la factura en el nivel más bajo desde abril de 2014, pero resulta «coyuntural» y «no compensa en absoluto la subida del 16,2% producida durante toda la legislatura, que representó 500 euros acumulados para el usuario medio».

La asociación de consumidores indica que el descenso registrado en enero ha provocado que el recibo haya pasado de una media de 76,81 euros en diciembre a 67,84 euros de enero, lo que supone el nivel más bajo desde los 63,98 euros de abril de 2014.

Estos cálculos se realizan a partir de la tarifa PVPC aplicada en domicilios cuyos contadores aún no tienen la tarificación por horas. En ellos utiliza un perfil de usuario con una potencia contratada de 4,4 kilovatios (kW) y un consumo mensual de 366 kilovatios hora (kWh) mensuales, la media en España según un análisis de la asociación sobre varias decenas de miles de facturas de viviendas habitadas.

En enero, el precio de la energía consumida fue un 15,7% más bajo que en el mes anterior, mientras que el kilovatio de potencia se mantuvo en 4,46 euros, o en 3,50 más impuestos. Tiene ese precio desde febrero de 2014, fecha en la que subió un 17,9%.

Facua insiste en reclamar un «cambio radical» en el sistema tarifario, de manera que el Gobierno fije «una tarifa máxima totalmente regulada, libre de la especulación que se produce en un mercado energético dominado por un oligopolio».

La asociación denuncia además la «injustificada carestía de la luz en España, fruto de un mercado mayorista que favorece la especulación con los precios, hinchados por el oligopolio de las grandes eléctricas».

GasIndustrial ve necesario que el mercado del gas sea «tan abierto» como el del petróleo para ser competitivo

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Europa Press.- La Asociación para un Gas Industrial Competitivo (GasIndustrial), que aglutina a los principales consumidores de gas, considera necesario que el mercado del gas llegue a ser «tan abierto» como el precio diario del petróleo para ser «verdaderamente» competitivo. En este sentido, el presidente de GasIndustrial, Juan Vila, destacó la reciente puesta en marcha del mercado ibérico del gas (Mibgas) que, aunque «tardará aún varios meses en desarrollarse plenamente, es muy positivo que ya funcione y debe ser bienvenido por todos los industriales».

Para Vila, el hub gasista ibérico debe servir para tener una referencia de precio comparable con los dos hub más importantes e influyentes de Europa, el holandés (TTF) y el del Reino Unido (NBP), aunque considera que para llegar a este punto se necesitará la conexión MidCat con Francia, que se prevé operativa en 2017. «Apoyaremos a Enagas para conseguirlo», afirmó el presidente de GasIndustrial.

Además, destaca el inicio de la exportación de gas desde Estados Unidos, «algo importantísimo para la competitividad, ya que por primera vez el precio del gas se va a referenciar progresivamente en competencia y no a partir de índices del petróleo«. Asimismo, considera que este hecho servirá para mantener el precio del gas en niveles similares a los actuales en os próximos 3 a 5 años ya que «a medida que haya subidas incrementales de precio, habrá más suministro y se equilibrará el precio», añade.

El sistema eléctrico registra hasta noviembre un desajuste que es 652 millones de euros inferior al previsto

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Redacción / Agencias.- El déficit de tarifa provisional del sistema eléctrico, que se produce porque los costes reconocidos de la actividad regulada son inferiores a los ingresos obtenidos a través de los peajes, se situó en 776 millones de euros hasta noviembre, lo que supone un desajuste 652 millones inferior al previsto para este periodo, de 1.428 millones. En este sentido, estos 776 millones son menos de la mitad de los 1.724 millones registrados hasta octubre. Las previsiones para el cierre del ejercicio son de superávit.

Estas cifras aparecen en la undécima liquidación del sistema eléctrico, donde se aprecia que los ingresos fiscales del sistema eléctrico ascendieron hasta noviembre a 1.859 millones. Esta partida de ingresos fiscales es aún inferior a los 2.989 millones de euros previstos para el conjunto del ejercicio 2015. La llegada de los impuestos pendientes, procedentes de las figuras impositivas creadas en 2012, contribuirá a que el sistema eléctrico arroje superávit en el ejercicio. De hecho, el Ministerio de Industria esperaba un superávit de 36,8 millones de euros para el ejercicio, si bien la evolución del escenario de costes e ingresos arrojará previsiblemente un saldo positivo mayor.

La CNMC redistribuye mensualmente el dinero que recaudan los distribuidores o transportistas de gas y electricidad entre los agentes que se encargan del transporte, distribución, comercialización a tarifas y otros costes. Este trámite se denomina liquidación de las actividades reguladas y proporciona un seguimiento de la evolución del consumo, los ingresos y los gastos del sector.  En esta ocasión el coeficiente de cobertura se sitúa en el 94,1%, es decir, que los agentes del sistema eléctrico cobrarán ese porcentaje de los ingresos reconocidos ahora, mientras que el resto se abonará a medida que haya recursos.

Hasta noviembre, la demanda de energía eléctrica se situó en 201.996 gigavatios hora (GWh), lo que supone un incremento del 2,8% con respecto al valor promedio observado en años anteriores, lo que ha repercutido en un incremento de los ingresos por peajes de acceso y de generadores. Además, los costes regulados son inferiores a lo previsto gracias los menores pagos por capacidad y a la bajada de la retribución renovable.

Respecto a las renovables, cogeneración y residuos, la CNMC liquidó un total de 63.691 instalaciones que estaban activas. La liquidación provisional a cuenta correspondiente a la energía generada hasta noviembre ascendió a 6.159 millones de euros. Precisamente en noviembre la cantidad recogida en la liquidación para su pago a los productores del anteriormente conocido como régimen especial ascendió a un total de 668 millones de euros, una vez aplicado el coeficiente de cobertura y descontado los pagos cobrados por estas tecnologías antes de la entrada en vigor del modelo retributivo.

En cuanto al sector gasista, la liquidación arroja unos ingresos netos liquidables de 2.243 millones de euros, lo que supone un aumento del 1,5% respecto al mismo periodo del ejercicio anterior. El déficit se situó en 335 millones de euros, un 65% menos que en la liquidación anterior. La demanda de gas en los 11 primeros meses de 2015 ascendió a 268.046 GWh, un 4,3% más que el año anterior. El número de consumidores declarado por las empresas se situaba en 7,608 millones con un aumento anual de 65.254 consumidores.